天博体育官网入口碳中和CCUS产业模式及成本分析

　　当前，碳捕集、利用与埋存（CCUS）技术作为应对全球气候变化的重要技术途径之一，受到世界各国的广泛关注。国际能源署研究表明，到2050年将空气中的温室气体浓度限制在4.5×10-4以内的所有碳减排技术中，CCUS的贡献为9%左右。因此，全球主要能源研究机构、碳减排倡导组织、以及一些国家和地区将CCUS技术作为未来主要的碳减排技术。一方面，该项技术具有较大的碳减排潜力；另一方面，它与化石燃料系统具有良好的结合度，而且可以被广泛应用于其它行业，如石油开采、机械加工、化工、消防、食品加工和生物养殖等。该文将介绍国内外CCUS的产业发展现状、我国规模集中CO2排放源的特点，分析CO2来源成本与驱油成本界限，并提出缩小成本差距的几个主要途径。

　　CCUS是一项新兴产业，就整个产业链而言，目前还处在研发和示范阶段。但从技术角度看，其所涉及到的捕集、运输和埋存3大环节，均有较为成熟的技术可以借鉴。在捕集阶段，电力行业燃烧后处理技术已较为成熟，所有发电类型均可采用；燃烧前处理技术属新兴技术，虽然发电机昂贵（由于附加的煤气化单元），但捕集成本较低；氧化燃料技术不太成熟，应用较少，比燃烧后处理成本高。工业部门捕集技术成熟度差异较大，发展状况不一，其中从高纯CO2源捕集方面面临的技术挑战较少，相对较为成熟；而低浓度的如水泥、钢铁、炼油等行业的CO2捕集则尚待发展。

　　在运输阶段，运输方式灵活多样，且已在其他行业有较成熟的经验可借鉴。其中，CO2的管道输送正作为一项成熟技术在商业化应用。但需要重点关注的是如果进入大规模推广阶段，该如何制定合理的全局运输规划。

　　在埋存阶段，石油公司在长期的油气藏勘探开发过程中，已经拥有一支系统、专业化的勘探开发工程队伍，并在地质勘探、钻井、开发领域积累了丰富的实践经验。国内外已开展的一系列CO2驱油的现场应用，为CO2在油气藏和其他地质体的埋存做出了工程实践的样板。目前，国际上也已开展海上盐水层及废气油气田埋存CO2的示范项目。

　　根据GCCSI的统计，目前世界上共有CCUS项目超过400个，其中年捕集规模在40万t以上的大规模综合性项目有43个（含目前运行、在建和规划的项目）。图1展示了世界大规模综合性CCUS项目分布。可以看出，大规模综合性项目个数及CO2捕集量主要集中在北美和欧洲，占62%；其次是澳大利亚和中国。

　　从CO2排放源类型及规模来看，世界大规模综合性项目涉及的排放源有电厂、天然气处理、合成气、煤液化、化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业。其中电厂捕集量最大，占52%；其次是天然气处理，占20%；合成气占14%。

　　在平均单个项目CO2捕集量上，天然气处理、合成气、煤液化及电力行业的CO2捕集规模较大，可高达到（500～850）万t/a，平均单个项目CO2捕集量为（200～370）万t/a；化肥、制氢、钢铁、炼油及化工行业CO2捕集规模相对较小，平均为（90～120）万t/a。

　　按CCUS产业捕集、运输、利用及埋存环节的组合关系，可将目前国内外CCUS产业模式分为3类：

　　①CU型：产业环节组合为捕集—利用，即对排放的CO2进行捕集，其捕集的CO2直接利用于化学品、制冷、饮料等；

　　②CTUS型：产业环节组合为捕集—运输—利用+埋存，如美国在Oklahoma运行中的Enid化肥项目，捕集量约为0.68亿t/a，采用陆陆管道运输模式，用于CO2驱油；

　　③CTS型：捕集—运输—埋存，如挪威在北海已运行的SleipnerCO2注入盐水层项目。目前，世界上大规模综合性项目中，美国、加拿大及中东地区以CTUS-EOR产业模式为主，欧洲及澳大利亚—新西兰则以CTS-盐水层及废弃油气田模式居多。

　　我国运行及在建产项目中,多以CO2利用为主，因此，产业模式多为CU型，部分为CUS型，完整产业链的CTUS相对较少；计划执行的大规模项目中，完整产业链、永久埋存的产业模式CTUS或CTS开始增多。

　　目前，CCUS产业发展的驱动方式主要有5种，分别为：政府及公共基金、国家激励政策、税收（碳税）、强制性减排政策及碳交易等。其中，激励政策包括政府或组织机构投资补贴、税收减免、矿区使用费的优惠、CO2价格担保和政府对投资贷款的担保等。需要指出的是，目前CCUS项目多处在研发和示范阶段，其主要的驱动力来源于政府的资金支持和国家激励政策，以及税收等因素。随着产业的发展，当从示范阶段走向大规模工业化推广和商业化运行阶段，强制性减排与碳交易市场可能成为其主要的驱动因素。

　　近年来，世界上正在运行的大规模综合性CCUS项目，其CO2主要来源于高浓度的天然气处理、化肥生产及合成气；正在建设的CCUS项目，其CO2主要来源于电厂及制氢企业；计划中的项目，捕集的对象扩展到钢铁、水泥、煤油、化工等行业。项目的CO2捕集规模在（40～850）万t/a，多数大于100万t/a，运输距离0～315km，多数超过100km。从埋存类型来看，在运行及执行项目中有62.5%是EOR项目；正在计划中的项目，CO2-EOR项目比例减少，约占46%，盐水层埋存项目增多。

　　中国CCUS项目与国际比较，其特点是运行及执行的项目中，完整产业链的项目相对较少，规模相对较小，捕集对象类型相对单一，长距离管道运输相对较少，盐水层埋存的项目较少。近十多年，我国相关部门加大对油田CO2驱油与埋存技术发展的支持力度，先后设立了两期国家973项目、863项目和三期国家科技重大专项项目，开展了理论、技术、示范工程攻关，在中国石油、中国石化等石油公司还配套设立科技专项。经过持续攻关，我国无论在理论、技术还是矿场试验方面都取得了重大进展，在吉林、胜利等油田成功建成了CO2驱油与埋存的示范基地。

　　式中：ECO2为CO2排放量，t/a；EF为CO2排放因子；P为产品产量，t/a；Pc为产品年产能，t/a；a为产能利用系数；T为设备平均利用时间，h。

　　在该方法中，工业生产中CO2排放量区分为燃料燃烧和工艺过程排放2部分。由于将燃料数据和产品数据分开统计，不易反映集中排放源的特点，所以以企业产量和产能为基础，采用同时考虑燃料燃烧和工艺过程因素的综合排放因子，计算点源的排放量，汇总得到总排放量。

　　排放量计算中，排放因子的确定是关键，它是为燃料类型、燃烧效率、工艺工程、技术水平、减排程度以及技术进步等诸多因素的函数[21]。中国能源活动排放源设备体系庞大而分散，逐一实测确定受到经济条件的约束，企业公布数据又受到可信度的质疑。因此，该文在计算过程中，对各工业部门分别采用排放因子的平均值（表1）。

　　规模集中排放CO2的企业主要包括8个行业，分别是热电厂（装机容量较大的企业）、水泥、钢铁、煤化工、炼化、聚乙烯、合成氨、电石等。由图2可见，按排放量排序，我国主要的排放源类型以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主，其排放量占总量的92%，其余4类占比相对较小，约为8%。

　　按单个企业CO2排放规模对比，煤电企业CO2排放量多在10亿t/a左右，电石、炼油、合成氨及聚苯乙烯企业CO2排放量规模相对较小，几十至几百万吨不等，一般在5亿t/a以内，煤化工、钢铁、水泥行业企业CO2排放量范围很大，一般在（1～30）亿t/a，见图3。

　　从这些规模集中CO2排放企业的分布位置来看，CO2排放源的分布与中国人口、经济发展状况大体相一致，主要分布在中国的东部，西部相对较少（图4）。

　　热电厂属低浓度的排放源，CO2排放浓度在8%～15%，但就排放量而言，是规模最大的CO2排放源，占据了8个行业总排放量的32%。电厂主要集中在我国的东南沿海一带和华北及东北地区。

　　近年来，我国水泥行业发展迅速，其CO2排放量仅次于火力电厂，约占CO2总排放量的22.4%。水泥企业主要分布在我国东南沿海一带经济发达地区和西南地区，在西北和东北地区分布较少。水泥属于低浓度的排放源，其排放浓度大约在11%～29%。

　　煤化工是一个新型产业，由于中国丰富的煤炭资源，促使了煤化工在我国的兴起，其每年排放的CO2约占总排放量的16.8%。我国的煤化工企业分布也具有地域性天博体育官网入口，主要分布在产煤大省山西、陕西一带，在新疆也建有煤化工基地。煤化工属于高浓度的CO2排放源，很多企业排放的CO2气体经过简单的处理就可以用于EOR（提高采收率），大大降低了其来源成本。

　　钢铁企业CO2年排放量约占总排放量的21.2%，成为继热电厂和水泥之后的第三大CO2排放行业。由于钢铁企业需要发达的交通支持，所以钢铁企业主要分布在我国交通比较发达的华东、华南地区。钢铁企业属于低浓度排放源。

　　合成氨企业每年排放的CO2约占总排放量的2.68%，虽然规模较小，但其属于高浓度排放源，捕集成本和压缩成本较低，具有较好的成本优势，是优先考虑使用的CO2排放源。这些企业主要分布在华东、华南一带，新疆地区也有少量合成氨企业。

　　炼化主要是指石油炼化，我国的炼油能力居世界前三，炼油企业每年排放的CO2量约占排放总量的2.29%，虽然排放量小，所占的比例也较小，但其中部分是属于石油系统内的排放源，资源利用较为便捷。

　　与其他行业相比，聚乙烯企业CO2排放量相对较小，约占总排放量的1.92%。聚乙烯属于中浓度排放源，主要分布在华北地区，在东北和新疆有少量的该类企业。

　　电石行业的CO2排放量仅占总排放量的0.73%。排放浓度较高，主要分布在我国的新疆和东北地区。

　　从这些企业的排放特点和规模来看，以低浓度的排放源居多，如电厂、水泥、钢铁及炼化等行业；高浓度及中浓度的排放源相对较少，如煤化工、合成氨、电石、聚乙烯等行业。但总体上，我国几大主要产油区附近均有比较丰富的CO2排放源，其中新疆油田和长庆油田，其周围有相对较多的煤化工、合成氨和电石企业，这些都是高浓度的CO2排放源；华北油田、冀东油田、大港油田周围主要是中浓度的聚乙烯和低浓度的水泥及电力企业；而东北地区的大庆油田和吉林油田周围主要是低浓度的热电厂、炼化和钢铁企业。

　　CO2来源成本主要包括捕集成本、压缩成本和运输成本。目前，对电厂及工业企业CO2捕集投资的估算方法主要有3种：工程量法、回归法及规模指数法（规模因子法），该文采用规模指数法。压缩及运输成本的计算采用了美国加州大学Davis分校MCCOL⁃LUMDL和OGDENJM的研究方法。

　　对于CO2的捕集成本，主要影响因素是CO2的排放浓度和流量。如图5所示，CO2的排放浓度越高，捕集成本越低，排放浓度越低则捕集成本越高；当浓度相同时，CO2捕集成本随流量的增大而降低，但影响程度因浓度的高低而不同，当CO2排放浓度较低时，流量的影响更为显著。

　　对于CO2的压缩成本，主要影响因素是CO2流量和运输距离。流量对成本的影响趋势为：在一定流量范围，压缩成本随流量的增加而减小，当流量达到一定规模时，由于压缩功率的加大而需增加压缩链，使得投资和运行成本增加，因而造成曲线的运输成本，主要影响因素是运输距离和CO2流量。如图6所示，运输成本随运输距离的增加呈幂函数递增，随CO2流量的增加呈幂函数递减，运输距离越长随流量递减速度越快。

　　以来源成本最低为原则选用CO2排放源，捕集成本估算结果表明：高浓度排放源在排放点的成本（捕集成本+压缩成本）多小于150元/t，但对于一些排放量较小的排放源，其成本有的也达到250元/t；中浓度排放点的成本多在108～190元/t；而低浓度排放点的成本多在270～420元/t。

　　经运输管道路径优化后，加上运输成本，即为至井口的来源成本。测算结果表明，如果油区附近有距离较近的高浓度排放源，且其排放量可满足油田所需的CO2用量，则其来源成本相对较低，如长庆油田和新疆油田等；如果油区附近以中低浓度排放源为主，且规模相对较小，则其来源成本则相对较高，一般要在200～300元/t以上，见表2和图7。

　　测算不同油田进行CO2驱油时所能承受的CO2来源成本，关键参数取值为：油价60美元/bbl、增值税17%、城建税7%、教育附加费3%、资源优惠税0.035%、所得税25%、贴现率12%、特别收益金起征点为油价65美元/bbl、税率20%～40%、实行5级超额累进从价定率计征，折旧年限10年。

　　测算结果见表3所示。各油田CO2驱油（CO2-EOR）对CO2来源成本的承受能力因油田的产量、递减速度、埋藏深度等因素的不同而有较大的差异。约有27%的油田无承受能力，51%的油田虽有一定承受力，但多低于200元/t，只有23%的油田可承受200元/t以上的来源成本。

　　为了研究影响CO2承受成本的主要因素，设计不同的油价、不同的贴现率、不同的优惠政策、资源税减免等情形，对比分析其影响程度。具体参数取值如下：油价分别为40、50、60、70、80、90、100美元/bbl；贴现率分别为12%、10%、8%和5.58%；优惠政策分别为有无埋存补贴，补贴为15美元/t；有无资源税减免。

　　图8为C油区不同油田在不同油价时所能承受的CO2来源成本变化曲线。从图中可以看出，油价上涨可以大幅度提高CO2承受成本。对于有一定承受力的油田（即承受成本大于零），当油价每增加10美元/bbl，承受成本增加12～92元/t。承受力越高的油田，增长幅度越大；同一油田，油价从低到高承受力增长的幅度（10美元/bbl）也有所不同，65美元/bbl油价以下，增长幅度相对较大，65美元/bbl油价以上，因需缴纳特别收益金，增长幅度减小。

　　图9为A油区不同油田在不同贴现率时所能承受的CO2来源成本变化柱状图。从图中可以看出，降低投资回报率可增加CO2承受成本。当贴现率由行业收益率12%降为10%，CO2承受成本的增量为2.65～47.38元/t，平均增加26.9元/t；当以社会平均收益8%计算时，CO2承受成本的增量为4.87～99.30元/t，平均增加56.3元/t；当以无风险资金成本5.58%计算时，CO2承受成本的增量为6.87～167.55元/t，平均增加95.2元/t，且原承受力越低，降低贴现率带来的增量越大。

　　分3种情况分析优惠政策对CO2承受成本的影响，分别为：当前条件下、免除资源税和给予埋存补贴3种情形。对比结果表明，资源税和埋存补贴对CO2承受成本影响非常显著，如果每埋存1t给予一定补贴，或者减免资源税，可以使得一大批原来在技术上可以进行CO2驱油而经济上却没有效益的油田，实现CO2-EOR。

　　由上述分析可见，多数油田对CO2驱油的成本承受力低于其来源成本，这之间的差距需寻求技术、政策及市场等方面的途径来填补，才能推进并且实现CCUS的可持续发展。可以通过以下2个方面的途径逐步改善这种状况。

　　1）从CO2来源环节考虑通过降低成本来缩小差距。降低CO2来源成本主要是指排放点的捕集成本，如果将CO2捕集成本降低20%～30%，可使经济可行的油田个数从19%增加到25%～29%，特别对于有低浓度高捕集成本的油田，其对油区经济可行项目的增加效果非常明显。

　　2）从油田埋存环节考虑争取优惠政策。通过减免资源税或给予一定的埋存补贴，能够大幅度提高国家CCUS的发展规模，尤其在低油价时影响更为显著；而且对于一些油区，必需依靠政策扶持才能开展。例如，当免除资源税和给予埋存补贴时，可使成本差值大于零的经济可行油田个数从19%分别增加到32%、43%。

　　如果能够同时实现降低CO2来源成本和免除资源税或给予埋存补贴的优惠政策，二者的双重作用将可以大幅度缩小成本差距，使经济可行的油田数量有较大幅度的增加，有望将经济可行油田数量从原来的20%左右提高至50%以上。

　　1）对比分析了国内外CCUS项目的技术成熟度、类型、分布、规模、特点，以及CCUS产业模式和产业驱动方式。

　　2）我国规模集中排放CO2的企业主要以电厂、水泥、钢铁和煤化工为主，约占总排放量的92%。按浓度划分，以低浓度的电厂、水泥、钢铁及炼化行业的排放源居多，高浓度的煤化工、合成氨、电石及中浓度的聚乙烯行业排放源相对较少。

　　3）CO2来源成本由捕集成本、压缩成本及运输成本3部分构成，这3项成本均受捕集规模的影响，而捕集成本还与排放源浓度密切相关，高浓度排放源以压缩成本为主，低浓度排放源则以捕集成本为主。多数油田对CO2驱油的成本承受力都低于其来源成本，可通过技术、政策及市场等手段缩小其成本差距。

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